【石油天然气行业标准(SY)】 天然气管道运行规范

ICS75-010
备案号：11576—2003
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 5922—2003
代替SY/T5922—94，SY/T6149—1995，SY/T6233—2002，SY/T6383—1999天然气管道运行规范
Run criterion of natural gas pipeline2003-03-18发布
国家经济贸易委员会
2003-08-01实施
规范性引用文件
术语和定义
气质要求
工程预验收
试运投产
8运行管理
附录A（资料性附录）
附录B（规范性附录）
附录C（规范性附录）
管道干燥方法·
管道运行工艺计算
管道试压工艺计算
标准分享网www.bzfxw.com免费下载.4
SY/T5922—2003
SY/T5922—2003
本标准是对SY/T5922--94《天然气输送管道运行管理规范》、SY/T6149一1995《天然气运行管线试压技术规范》、SY/T6233-2002《天然气管道试运投产规范》和SY/T6383--1999《长输天然气管道清管作业规程》的修订。本标准与SY/T5922—94、SY/T6149--1995、SY/T6233--2002和SY/T6383--1999相比，除了将四项标准整合成一项标准外，还将已不能满足现实需要的原有标准部分内容作了修订，对部分标准之间相互冲突的相关内容做了一致性修改。本标准的附录A为资料性附录，附录B和附录C为规范性附录。本标准由油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司、西南油气田分公司、北京华油天然气有限公司。
本标准主要起草人：张城、路小峰、舒昌成、张增强、廖强、张湘平、张鹏。本标准所代替标准的历次版本发布情况为：SY/T5922—94;
-SY/T6149—1995；
SY/T6233—1996、SY/T6233—2002；SY/T6383-1999。
1范围
天然气管道运行规范
SY/T5922—2003
本标准规定了输送净化天然气的管道的投产验收、试运投产、运行管理和维护方面的技术要求和规定。
本标准适用于输送经净化后的天然气的管道。2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T11060.1天然气中硫化氢含量的测定碘量法GB/T11061天然气中总硫量的测定、氧化微库仑法GB/T11062天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法GB/T13609天然气取样导则
GB/T13610天然气的组成分析气相色谱法GB/T17283天然气水露点的测定冷却镜面凝析湿度计法GB50251-—1994输气管道工程设计规范SY/T0043
油气田地面管线和设备涂色标
埋地钢质管道外壁涂敷有机覆盖层技术规定SY/T0061
输油输气管道线路工程施工及验收规范SY0401
SY0402石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范SY/T0420埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准石油天然气管道跨越工程施工及验收规范SY0470
SYJ4006
SYJ4051
长输管道阴极保护工程施工及验收规范油气田集输工艺管道动火安全技术规程SY/T4079
石油天然气管道穿越工程施工及验收规范SY/T5918
埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定SY/T6045
SY/T6068
SY/T6143
SY/T6324
SY/T6325
天然气输送企业计量器具配备规范油气管道架空部分及其附属设施维护保养规程天然气流量的标准孔板计量方法输油输气管道仪表及自动化设施管理规定输油输气管道电气设备技术管理规定输油气管道通用阀门操作、维护、检修规程SY/T6470
石油天然气管道保护条例国务院第313号令2001年7月26日发布3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。1
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水露点waterdewpoint
气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。3.2
烃露点hydrocarbondewpoint
气体在一定压力下析出第一滴液态烃时的温度。3.3
压缩因子compressionfactor
在规定的压力和温度下，任意质量气体的体积与该气体在相同条件下按理想气体定律计算的气体体积的比值：
Z=Vm（真实）/Vm（理想）
Vm（理想）=RT/p
Z(,T,y)=V(真实)/(RT)
式中：
p——绝对压力；
热力学温度；
表征气体的一组参数（原则上，可以是摩尔全组成，或是一组特征的相关物化性质，或者是两者的结合)；
Vm—气体的摩尔体积；
R摩尔气体常数，与单位无关；
压缩因子。
输气站gastransmissionstation输气管道起点及沿线按输送工艺需要而设立的站场。-般包括首站、末站、中间清管站、压气站、分输站及配气站等。
压气站compressorstation
在输气管道沿线，用压缩机对管道天然气增压的站。3.6
喘振surging
是离心式压缩机特有的一种现象。任何结构尺寸的离心式压缩机在某一转速下，都有一个流量的低限和压比的高限。低于流量低限和超过压比高限时，机组开始激烈振动，并伴有异常吼训声。3.7
过盈量surplusquantum
清管球（器）外径大于管道内径的值与管道内径的百分比。3.8
SCADA系统supervisory control and data acquisition system监控与数据采集系统，无论规模大小都由三部分组成：位于调度控制中心的主端调度装置(MTU)、位于各站场的远程终端装置（RTU）和连接它们的通信系统。使用SCADA系统可对指定设施提供连续监测，并从控制中心对这些设施进行操作控制。2
地下储气库undergroundgas storageSY/T5922-2003
利用天然地质构造（如枯竭的油气田、含水层和盐层等）将天然气以气态形式储存的设施。4总则
4.1输气管道每年宜有15d~～20d的检修期。4.2管道吹扫、试压、干燥、置换、投产、清管、管道干线内（外）壁检测等生产活动应编制详细的方案，方案内容应包含：
a）生产活动组织机构、职责、协议等；b）管道历史情况记录和现状；
c）详细的操作（运行）程序和步骤d）安全、环保措施；
e）事故预案。
4.3管道各项生产活动应记录、分析，整理后存档。4.4管道的各项生产活动都应符合国家和地方安全、环境保护法规的要求。5
气质要求
气质指标
5.1.1管输天然气气质指标见表1。表1管输天然气气质指标
高位发热量，MJ/m3
总硫（以硫计），mg/m
硫化氢，mg/m3
二氧化碳，%（体积分数）
氧气，%（体积分数）
水露点，℃
烃露点，℃
质量指标
在最高操作压力下，水露点应比最低输送环境温度低5℃在最高操作压力下，烃露点应不大于最低输送环境温度注：本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa，20℃。5.1.2天然气中固体颗粒含量应不影响天然气的输送和利用，固体颗粒的直径应小于5mm。5.2试验方法和检测规则
5.2.1进气点（包括地下储气库中所储天然气进人管道的入口）应配有微水分析仪、硫化氢和二氧化碳分析仪进行监测。
5.2.2天然气高位发热量、压缩因子、气质组分分析应每季度一次；高位发热量的计算应按GB/T11062执行，其所依据的天然气组成的测定应按GB/T13610执行。5.2.3天然气中总硫含量的测定应按GB/T11061执行。5.2.4天然气硫化氢的测定应每月一次，硫化氢含量的测定及仲裁应按GB/T11060.1执行。5.2.5关然气二氧化碳的测定应每月一次，二氧化碳含量的测定应按GB/T13610执行。3
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5.2.6天然气中氧含量的测定应按GB/T13610执行。5.2.7天然气水露点的测定应每天一次，水露点的测定应按GB/T17283执行。5.2.8天然气烃露点的测定宜每月一次，烃露点的测定可参照GB/T17283执行。5.2.9天然气的取样应按GB/T13609执行，取样点应在合同规定的天然气交接点。当气源组成或气体性质发生变化时，应及时取样分析。5.2.10气质分析和气质监测资料应及时整理、汇集、存档。6工程预验收免费标准下载网bzxz
6.1投产前的工程预验收
6.1.1管道线路工程应符合SY0401的规定。6.1.2线路跨越工程应符合SY0470的规定。线路穿越工程应符合SY/T4079的规定。6.1.3
6.1.4输气管道站内工艺管道工程验收应符合SY0402的规定。6.1.5输气管道干线及站内工艺管网和设施的阴极保护应符合SYJ4006的规定。6.2干燥
管道在投入使用前应进行干燥，于燥宜在严密性试验结束之后进行。6.2.1
应利用清管器于燥，清出管道内的游离水；应保证清管器的密封性，清管器运行速度宜控制6.2.2
在为0.5m/s~1m/s。
6.2.3干燥后应保证管道末端管内气体在最高输送压力下的水露点比最低环境温度低5C。6.2.4管道干燥方法参见附录A。7试运投产
7.1输气站试运
7.1.1试运条件：输气站试运应在站内工艺管线试压合格后进行。7.1.2单体试运：
7.1.2.1压缩机组、工艺设备等试运，应按设计及设备操作手册执行。在规定时间，达到设计指标。7.1.2.2变配电系统、消防系统、通信系统应执行国家和行业相关标准，试运调试合格。7.1.2.3供热、压缩空气、水等辅助系统试运合格。7.1.2.4仪表及监控系统单独调试合格。7.1.3整体试运：按设计工况进行各流程试运，站内工艺管线、设备、仪表、站控、SCADA系统调试合格，系统连续平稳运行72h为合格。7.2置换
管道内空气的置换应在强度试压、严密性试验、吹扫清管、干燥合格后进行。7.2.1
管道内空气应采用氮气或其他无腐蚀、无毒害性的情性气体作为隔离介质。7.2.2
置换过程中不同气体间界面宜采用隔离球或清管器隔离。7.2.3
置换空气时，氮气或惰性气体的隔离长度应保证到达置换管线末端空气与天然气不混合。7.2.4
置换过程中管道内气流速度不应大于5m/s。7.2.5
7.2.6置换过程中混合气体应排至放空系统放空。放空口应远离交通线和居民点，应以放空口为中心设立半径为300m的隔离区。
7.2.7放空隔离区内不允许有烟火和静电火花产生。7.2.8置换管道末端应配备气体含量检测设备，当置换管道末端放空管口气体含氧量不大于2%时即可认为置换合格。
7.2.9利用管道内气体置换输气站工艺管线及设备内气体。4
7.3投产
7.3.1天然气置换完成后即可投产。7.3.2开启用户阀门，调节供气压力，直至正常。7.3.3投产后按规定进行巡检，测取各种参数，填写报表。8运行管理
8.1基本要求
8.1.1管道运行工艺计算见附录B。8.1.2管道运行压力不应大于管道最高允许工作压力。SY/T5922—2003
8.1.3管道内天然气温度应小于管线、站场防腐材料最高允许温度并保证管道热应力符合设计要求。8.1.4管道宜采用SCADA系统对管线生产运行实现监控。8.1.5应根据管道运行压力、温度、全线设备状况和季节特点，通过优化运行进行调峰。a）地下储气库是天然气管道的组成部分，对因季节性用气量波动较大地区，宜设置地下储气库进行调峰；
b）在不具备建设地下储气库的天然气消费地区应考虑采用其他设施和方法调峰。8.1.6应建立各种原始记录、台账、报表，要求格式统一、数据准确，并有专人负责。8.2调度管理
8.2.1调度指令：
8.2.1.1调度指令只能在同一输气调度指挥系统中自上而下下达。调整运行参数由值班调度负责下达。8.2.1.2
变更天然气运销计划、输气生产流程、运行方式及特殊情况下的调度指令由调度长批准后8.2.1.3
下达。
紧急调度指令由值班调度决定和传达，用于管道事故状态或管道运行受到事故威胁的情况8.2.1.4
下。现场人员应及时采取应急措施，防止事态扩大，并及时向上级汇报。调度指令可以书面或电话形式下达。8.2.1.5
接受调度指令的单位，应及时反馈执行情况。8.2.1.6
8.2.1.7在运行管道进行作业性试验或检测时，管道运行参数或运行方式的调整必须由调度统一指挥。
8.2.1.8调度通信除正常的专用通信外，还应备有应急通信信道，保证通信畅通。8.2.2运行分析：
8.2.2.1应定期分析管道的输送能力和生产能力利用率。8.2.2.2应及时分析设备、管道运行效率下降的原因并提出改进方案。8.2.2.3应分析全线和压缩机组之间负载分配，优化运行，确保输送定量气体的动力消耗（总能耗费用）最小，实现在稳定输量下压缩机组的最优匹配。8.2.2.4当输气工况发生变化后，应及时分析，使输气管道从初始状态尽快转换到新的稳定状态，并使新工况的实际运行参数与规定的运行参数的偏差最小和输气费用最小。8.2.2.5应对清管效果和管道输送效率下降的因素进行及时分析。8.2.2.6应定期对管道水力及温度、气质参数进行分析，及时掌握管道泄漏和可能造成的堵塞等异常现象，并及时确定泄漏或堵塞位置。8.2.2.7管线在技术改造后，应对管线运行进行全面分析。8.2.2.8应根据管道内检测、外防腐层调查、管输介质组成、管材特性、管道沿线自然和社会状况等，定期对管道的安全可靠性进行分析与评价。8.2.3气量调配：
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8.2.3.1根据输供气合同，应制定合理的输供气计划和运行方案。8.2.3.2当输供气计划发生变化时，应根据管输系统现状和用户类别及时调整运行方案。8.2.3.3当运行方案发生变化时，应提前与上游供气方和下游用户协调，做好气量调配工作。8.3自动化管理
8.31各种仪表及自动化设施管理应符合SY/T6324的规定，确保现场检测仪表性能完好和正确设置。
8.3.2应配备专业人员对SCADA系统进行日常维护。8.4管道维护与管理
8.4.1管道保护：
8.4.1.1管道保护应执行《石油天然气管道保护条例》。8.4.1.2管道保护应由专业人员管理。定期进行巡线，雨季或其他灾害发生时要加强巡线检查。巡线检查内容应包括：
a）埋地管线无裸露，防腐层无损坏；b）跨越管段结构稳定，构配件无缺损，明管无锈蚀；c）标志桩、测试桩、里程桩无缺损；d）护堤、护坡、护岸、堡坎无跨塌；e）管道两侧各5m线路带内禁止种植深根植物，禁止取土、采石和构建其他建筑物等；f）管道两侧各50m线路带内禁止开山、爆破和修筑大型建筑物、构筑物工程。8.4.1.3穿越管段应在每年汛期过后检查，每2年～4年应进行一次水下作业检查。检查穿越管段稳管状态、裸露、悬空、移位及受流水冲刷、剥蚀损坏情况等。检查和施工宜在枯水季节进行。8.4.1.4跨越管段及其他架空管段的保护按SY/T6068执行。8.4.2管道内防护：
8.4.2.1根据输送天然气气质情况可使用缓蚀剂保护管道内壁。8.4.2.2天然气在输送过程中宜再次分离、除尘、排除污物。当管道内有积水或污物时要及时进行清管作业。8.4.2.3
冬季要防止水化物堵塞管道，可向管道内加注防冻剂。8.4.2.4
8.4.3管道防腐：
管道阴极保护率100%，开机率大于98%。8.4.3.1
管道外防腐应采用绝缘涂层与阴极保护相结合的方法。8.4.3.2
阴极保护极化电位应控制在-0.85V-1.25V。8.4.3.3
8.4.3.4站场绝缘、阴极电位、沿线保护电位应每月测1次；管道防腐涂层、沿线自然电位应每3年检测1次。
8.4.3.5石油沥青防腐涂层破损、检修按SY/T0420和SY/T5918的规定执行。8.4.3.6其他类型的外防腐层破损、检修按SY/T0061的规定执行。8.4.4管道检测：
8.4.4.1新建管线应在1年内进行-般性检测，以后根据管道运行安全状况每1年～3年检测1次。8.4.4.2新建管线应在3年内进行全面性检测，以后根据管道运行安全状况确定全面检测周期，最多不应超过8年。
8.4.4.3应分析检测结果，建立管道检测档案，原始数据及数据分析结果应存档。8.4.4.4定期对管道年龄、等级位置、应力水平、泄漏历史、阴极保护、涂层状况、输送介质和环境因素的影响进行评价，确定管道修理类型和使用寿命。8.5站场管理
8.5.1-般要求：
8.5.1.1站场管网和钢质设备必须采取防腐保护措施。站场地面管网及设备涂色按SY/T0043的规定执行。8.5.1.2
站内电气设备管理应符合SY/T6325的规定。8.5.1.31
8.5.1.4站场管网、设备的改造动火应符合设备管理要求和SYJ4051的规定。应根据气温对管线、站场设备采取防冻措施。8.5.1.5
站场操作应避免产生静电和火花8.5.1.61
8.5.1.7站场应配备可燃气体检测仪。8.5.1.8站场管线、阀件应严密无泄漏。站场设备、仪表应按规定进行接地，接地电阻应符合要求并定期检测。8.5.1.91
）应按规定配备消防器材。
应根据运行压力对管道和设备配置安全泄放装置，并定期进行校验。定期测试压力调节器、限压安全切断阀、安全泄放阀参数设置。8.5.2设备管理：
8.5.2.1应配备足够的设备配件。管道通用阀门的操作、维护和检修应符合SY/T6470的规定。8.5.2.2
SY/T5922—2003
8.5.2.3压缩机组等重要设备的操作、维护、修理应制定相应的操作规程，建立设备档案。8.5.2.4设备运行应按有关规定，不得超温、超压、超速、超负荷运行，重要设备应有安全保护装置。
8.5.2.5设备保养做到清洁、润滑、紧固、调整、防腐。8.5.2.6离心式压缩机应避免喘振。8.5.2.7管线、站场设置的截断阀、球阀、放空阀、排污阀、快速开关盲板等重要设备应定期操作作好记录。
8.5.2.8设备修理应实行计划预防修理、保养修理、预防维修相结合8.5.2.9设备修理前要对设备的运行情况、工作精度、磨损或腐蚀程度进行检查和监测。8.5.2.10设备修理应实行运检双方交接制，按有关质量标准和安全规定执行。8.6计量管理
8.6.1天然气计量必须遵守国家计量法律、法规和检验、检定规程。8.6.2计量器具的配备应符合SY/T6045的规定。8.6.3孔板流量计计量方法按SY/T6143的规定执行，其他类型流量计的使用应符合设备使用要求；每月对孔板流量计进行一次检测。8.6.4应定期检定、校准计量仪器、仪表，保证量值准确。8.7清管
8.7。1运行管道的清管周期：根据管道输送的气质组成、管道的输送效率和输送压差确定合理的清管周期。当管道输送效率o小于0.95时，宜进行清管。8.7.2历次清管记录：清管前应掌握管道历次清管记录，如管道输气流量、管道输送压差、输送效率等。
8.7.3清管设施：首次清管应进行管道状况调查，对于不符合清管要求的设施进行整改。8.7.4清管前和清管过程应进行水力学计算，预测和掌握清管器的位置（参见附录B)。8.7.4.1清管器运行速度一般宜控制在3.5m/s~5m/s。8.7.4.2应根据清管器运行速度、推球平均压力、管径估算清管所需的推球输气流量。8.7.4.3如果管道内污物、积液较多，高程差较大，应注意气量的储备。8.7.4.4应估算清管器所需总运行时间。8.7.5清管器的选择：
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8.7.5.1清管器宜安装发讯装置，便于跟踪定位。8.7.5.2根据管道状况和清管器特性选择清管器。可选择清管球、皮碗清管器、直板清管器或结合使用。
8.7.5.3选择清管器过盈量：
a）清管球注满水过盈量为3%~10%；b）皮碗、直板清管器过盈量为1%～4%。8.7.6清管器运行监测：
应以管道的全面调查资料和实际情况为依据设置监听点。8.7.6.1J
8.7.6.2在中间阀室、支线、穿跨越、高程差较大管段等特殊地点应设监听点。8.7.6.3监听点应配备信号接收装置和通过指示仪。8.7.7清管末站放空与排污：
8.7.7.1放空、排污应符合安全、环保要求。8.7.7.2应估算放空气量，做好准备。8.7.7.3应估算排污量，做好污物、污液处理准备。8.7.7.4对硫化物含量较高的天然气管道，在打开收球筒前，应对收球筒喷水湿式作业，防止硫化亚铁自燃。
8.7.8清管过程注意事项及问题处理：8.7.8.1清管过程中，应随时掌握清管压差及变化情况。8.7.8.2清管器被卡后可根据运行情况采取发第二清管器或提高清管器后运行压力及降低清管器前压力的办法。以上方法均无法解卡时，采取割管取清管器的办法处理。8.8管道维（抢）修
8.8.1天然气管道应根据所输介质的物理和化学组成，管道沿线自然、社会情况和事故类型，编制泄漏、断裂等事故预案。
8.8.2应根据事故预案配备维（抢）修设备和器材，设置维（抢）修机构。8.8.3管道维修（抢修）工程完毕后，应按规定组织现场验收，并将全部修理、验收资料存档。8.9运行管道试压
8.9.1一般要求：
8.9.1.1管道所经过地区的等级划分应按照GB50251一1994中4.2.2执行。8.9.1.2在压力条件下工作的管线应进行强度试压，随后进行严密性试验。8.9.1.3强度试压介质：
a）试压用水不应有腐蚀性，不应含有机或无机脏物，水的允许pH值应为6～7.5，水中有害盐类的含量，特别是氟化物，应低于500mg/L。b）如果最低环境温度不大于0℃，应允许使用含有结冰抑制剂的水。c）可采用水或空气及其他非易燃、无毒气体做强度试压介质。8.9.1.4严密性试验宜采用气体作为试验介质。8.9.1.5试压仪表：
a）试压用仪表必须校验合格后才允许使用。b）试压用压力表的精度不应低于1.0级，量程为被测最大压力的1.5倍~2倍，分度值不应大于0.02MPa，表盘直径不应小于150mm。c）每段试压管线安装的压力表不应少于2只，管线两端应各安装1只；对试压段高程差较大的管段，应在管段最高点和最低点各安装1只压力表。d）试压用温度计的分度值应不大于0.5℃，测量范围应满足测量要求。e）试压温度计应安装在无阳光照射的地方，否则应采取遮阳措施；每段试压管线安装的温度计8
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